Convertitori Statici Per La Gestione Dell'Energia Da Fonti Rinnovabili

Marco Liserre [email protected]

Convertitori statici per la gestione dell'energia da fonti rinnoConvertitori statici per la gestione dell'energia da fonti rinnovabilivabili

Convertitori statici per la gestione dell'energia da fonti

rinnovabili

Marco Liserre

[email protected]



Contenuti della lezioneBreve introduzione alla generazione distribuita e alle fonti rinnovabili

Convertitori per sistemi fotovoltaiciConfigurazione dei sistemi fotovoltaiciSistemi di sincronizzazioneSistemi di controlloStrategie anti-islanding

Convertitori per sistemi eoliciControllo della potenza Classificazione dei sistemi eoliciL’elettronica di potenza nei sistemi eoliciLow voltage ride-through (LVRT)





Convertitori per sistemi eoliciControllo della potenzaClassificazione dei sistemi eoliciL’elettronica di potenza nei sistemi eoliciLow voltage ride-through (LVRT)



La generazione distribuita

Piccole unità di generazione e immagazzinamento

Fornire energia in prossimità degli utenti e in maniera flessibile in rapporto alle loro esigenze

Connessione alla rete elettrica o in modalità "stand-alone"

Il luogo in cui la fonte è disponibile è un fattore importante dal punto di vista economico e funzionale

POWER STATION

SOLAR CELLS

WIND TURBINE

MOTOR

PUMP

ROBOTICS

REFRIGERATOR

TELEVISION

LIGHT

TRANSFORMER

TRANSFORMER

INDUSTRY

=

POWER SUPPLYac dc

TRANSFORMER

COMPEN-SATOR

FACTS

FUELCELLS

FUEL☯

COMBUSTIONENGINE

SOLARENERGY

3 3 3 1-3

3

DCAC

~

POWER STATION

SOLAR CELLS

WIND TURBINE

MOTOR

PUMP

ROBOTICS

REFRIGERATOR

TELEVISION

LIGHT

TRANSFORMER

TRANSFORMER

INDUSTRY

=

POWER SUPPLYac dc

TRANSFORMER

COMPEN-SATOR

FACTS

FUELCELLS

FUEL☯

COMBUSTIONENGINE

SOLARENERGY

3 3 3 1-3

3

DCAC

~

DCAC

DCAC

☯

WIND TURBINEWIND TURBINE

TRANSFORMER

33



Fonti rinnovabili100

80

60

40

20

Cos

t of e

lect

ricity

(¢/k

Wh)

01980 1985 1990 1995

Photovoltaics4

3

2

1

0Cos

t of e

than

ol ($

/gal

)1980 1985 1990 1995

Biomass40

30

20

10

0Cos

t of e

lect

ricity

(¢/k

Wh)

1980 1985 1990 1995

Wind

Cos

t of e

lect

ricity

(¢/k

Wh) 10

8

6

4

2

01980 1985 1990 1995

Geothermal

10

30

40

20

Cos

t of e

lect

ricity

(¢/k

Wh)

01980 1985 1990 1995

Solar Thermal

0

5

10

15

20

Biomass Electric

Cos

t of e

lect

ricity

(¢/k

Wh)

1980 1985 1990 1995

Source: Billman, Advances in Solar Energy submission, 1/8/99



Ruolo dei convertitori statici

RIF F. Blaabjerg, Z. Chen, and S. Kjaer, “Power electronics as efficient interface in dispersed power generation systems,” IEEE Trans. on Power Electronics, vol. 19, no. 5, pp. 1184–1194, 2004.





Convertitori per sistemi eoliciControllo della potenzaClassificazione dei sistemi eoliciL’elettronica di potenza nei sistemi eoliciLow voltage ride-through (LVRT)



Sistemi fotovoltaici

Configurazione dei sistemi fotovoltaici

Sistemi di sincronizzazione

Sistemi di controllo di corrente

Strategie anti-islanding



Caratteristica elettrica della cella e del pannello

250 W/m2

750 W/m2

1000 W/m2

2

4

6

8

0.2 0.4 0.6

500 W/m2

Isc

Voc

250 W/m2

750 W/m2

1000 W/m2

2

4

6

8

0.2 0.4 0.6

500 W/m2

Isc

Voc

Effetto della radianza

Tensione di cella [V]

00

Tensione di cella [V]

2

4

6

8

0.2 0.4 0.60

sc

2

4

6

8

0.2 0.4 0.60

Aumento T

Effetto della Temperatura

VPMPVoc

Tensione di cella

Isc

Punto di massima potenza (PMP)

IPMP

Caratteristica V-I

Caratte

ristic

a V-P

PPMP

dSC d

ln 1

1

;

OC

s T

OC s TSC

v Vn V

sc

BT

iv V n VI

i I e

K T np v i Vq

−⋅

⎛ ⎞= + ⋅ ⋅ −⎜ ⎟

⎝ ⎠⎛ ⎞

= −⎜ ⎟⎜ ⎟⎝ ⎠

⋅ ⋅= ⋅ =

Isc : corrente di cciMPP : corrente al PMPVoc : tensione a vuotoVMPP : tensione al PMPPmax : potenza al PMP

KB = 1.3806 10-23 [J/K]q = 1.6 10-19 [C]T –temperatura [K]n – non-ideality diode factor (1.8)ns – numero di celle in serie



Caratteristica elettrica di stringhe di pannelli

ln 1

1ps OC

ps s T

ps OC ps s Tsp SC

v n Vn n V

sp SC

iv n V n n Vn I

i n I e−

⋅ ⋅

⎛ ⎞= + ⋅ ⋅ −⎜ ⎟⎜ ⎟

⎝ ⎠⎛ ⎞⎜ ⎟= −⎜ ⎟⎝ ⎠

nps – numero di pannelli in serie → stringansp – numero di stringhe in parallelo

Effetti dell’ombra

Radianza variabile da 0 a 100 % su una cella in una stringa di 11 celle connesse in serie in un modulo

RIF Luis Castaner, Santiago Silvestre – Modelling Photovoltaics Systems using Pspice, Wiley, 2002, ISBN 0470845279.



Tre soluzioni per i convertitori fotovoltaiciCentral Inverter• 10 kW-250 kW, trifase, molte stringhe di pannelli in parallelo• alto rendimento, basso costo, bassa affidabilità, inseguimento del punto di massima potenza non ottimizzato

String inverters• 1.5 - 5 kW, applicazioni residenziali• ogni stringa ha il suo inverter e l’inseguimento del punto di massima potenza può essere ottimizzato• le stringe possono essere orientate in modo diverso

Module inverters• 50-180W, ogni pannello ha il suo inverter con inseguimento di massima potenza• basso rendimento, difficile manutenzione• alto costo per kWp



Classificazione dei convertitori

RIF M. Calais, J. Myrzik, T. Spooner, V.G. Agelidis, “Inverters for single-phase grid connected photovoltaic systems-an overview” Proc. of PESC 2002, pp. 1995 -2000.

F. Blaabjerg, R. Teodorescu, Z. Chen, M. Liserre, “Power Converters and Control of Renewable Energy Systems” ICPE 2004 keynote speech.

Y. Xue, L. Chang, S. B.j Kjær, J. Bordonau, and T. Shimizu, “Topologies of Single-Phase Inverters for Small Distributed Power Generators: An Overview”, IEEE Trans. on Power Electronics, vol. 19, no. 5, 2004.



Senza trasformatore

PVarray

1

C1E1

a1

b2

I1

PVarray

2

C2E2

c1

d2

I2 ~iinv

vinv

Linv

vL

vgrid

Cascaded inverter

Filter ~ vgridPVarray

Full bridge inverter

C

DC

ACGridPV

Array

vgridFilter ~PVarray


C

BoostConverter

VDC bus

DC

DC

DC

ACGridPV

Array

Soluzione promettente (Germania 43% del mercato, Giappone, USA)

Non applicabile in alcuni paesi (Italia a meno di protezione contro cc: 0.5% disconnessione in 0.1 s)



Con trasformatore

DC

ACGridPV

Array

DC

AC

AC

DC

isolamento alta frequenza

DC

ACGridPV

Array

DC

DC

isolamento bassa frequenza

Filter ~ vgridPVarray


Line frequencytransformer

C

DC

ACGridPV

Array

Filter ~ vgrid

PVarray

Line frequencyinverter

C

High frequencyinverter

vx

Highfrequencytranformer

High frequencybridge

Filter

convertitore push-pull



Sistemi di generazione fotovoltaicaLo sviluppo delle installazioni fotovoltaiche ha creato nuove problematiche per la gestione e la sicurezza del sistema elettrico

Due tipologie principali di impianti fotovoltaici :

Impianti “grid-connected”

BT monofase < 6 kVA o trifase > 6 kVA

Impianti “stand-alone”



Norme di riferimentoIEEE 1547 IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power SystemsIEC 61727 Characteristic of the utility interface for photovoltaic (PV) systems

Quando la frequenza di rete è al di fuori dell’intervallo +/- 1 Hzl’invertitore dovrebbe disenergizzare il sistema in 0.2 secondi.

Il sistema fotovoltaicodovrebbe avere un fattore di potenza medio maggiore di 0,9 quando la potenza e’ al di sopra del 50%.



Sistema di controllo dell’invertitore



Sistema di sincronizzazioneUn buon metodo di sincronizzazione è necessario perché:

le norme richiedono un alto fattore di potenza (> 0.9)

un riferimento “pulito” è necessario per la corrente per far fronte alle norme IEC61727/IEEE1547

i transitori causati dai disturbi presenti nella tensione di rete devono essere minimizzati per evitare che il convertitore vada fuori servizio

I metodi di sincronizzazione più importanti sonoFiltered Zero Cross Detection (ZCD) PLL



Zero Crossing Detector

Resistive feedback hysteresis circuit

Dual point interpolation circuit

Dynamic hysteresiscomparator circuit



Filtered Zero Crossing Detector

v

21 x d tT

⋅ ∫

12 π

ω ∫θT

−+

−+

−+

−+

−+

f

V

×∗

I

I ∗

maxV

minV

minf

maxf

2xπku

filv

maxV

minV

minfmaxf

V

f

v filv

θ

Il sistema di sincronizzazione è utilizzato anche per stimare ampiezza e frequenza della tensione di rete al fine di gestire la disconnessione in caso di over/under voltage-frequency (offrendoanche una protezione anti-islanding)



Phase Locked Loop

cos( )x

p ik k+ ∫

∫ ok

dk

ω

cω

esdv( )sin in inA tω + ϕ

ϕ

ε

( )sin ωin in inv A t= + ϕ

( )cos ωVCO c outv t= + ϕ

Riferimento:

Uscita VCO:

Uscita PD/Mixer: ( ) ( ) ( )( ) ( )( )sin ω cos ω sin sin2

dd d in in c out in c in out in c in out

Akv Ak t t t t⎡ ⎤= + ϕ + ϕ = ω + ω + ϕ + ϕ + ω − ω + ϕ − ϕ⎣ ⎦

Angolo VCO: c o e out o et k s dt k s dtϕ = ω + → ϕ =∫ ∫

se si sceglie , quindi: ,

Smal

l sig

nal

anal

ysis

: inωc = ω ( ) ( )sin 2 sin2

dd in in out in out

Akv t≈ ω + ϕ + ϕ + ϕ − ϕ⎡ ⎤⎣ ⎦

nel caso sia , risulta ein outϕ ≈ ϕ ( )( ) ( )sin 22

dd in in in out

Akv t⎡ ⎤≈ ω + ϕ + ϕ − ϕ⎣ ⎦

Il valore medio è ( )2

dd in out

Akv ≈ ϕ − ϕ

( ) ( )sin in out in outϕ − ϕ ≈ ϕ − ϕ



Phase Locked Loop: sintesi del controllore

2

( )( )( )

pp

out i

pinp

i

kk s

s TH s ks s k sT

ϕ

+ϕ

= =ϕ + +

;2p ip

ni

k TkT

ω = ξ =

11pi

kT s

⎛ ⎞+⎜ ⎟

⎝ ⎠

esdvPD LF - HPI VCO

εinϕ outϕokmk 1

s

1 1o mk k= =considerando e risulta

che può essere scritta come2

2 2

( ) 2( )( ) 2

out n n

in n n

s sH ss s sϕ

ϕ ζω + ω= =

ϕ + ζω + ωcon

1 .8r

n

t =ω

29.2 ;2.3s

p is

tk Tt

ξ= =

4.6s

n

t =ξω

Il PI può essere dimensionato in funzione dellosmorzamento e del tempo di assestamentorichiesti



Phase Locked LoopPer eliminare l’oscillazione di seconda armonica da ( ) ( )sin 2 sin

2d

in in out in outAk tω + ϕ + ϕ + ϕ − ϕ⎡ ⎤⎣ ⎦

e ottenere direttamente bisogna considerare che( )sin2

din out

Akϕ − ϕ⎡ ⎤⎣ ⎦

( )sin - sin cos cos sinin out in out in outϕ ϕ = ϕ ϕ − ϕ ϕ

11pi

KsT

⎛ ⎞+⎜ ⎟

⎝ ⎠ s1

inω

( )Vsin -in outϕ ϕ

( )Vsin in intω + ϕ

( )Vcos in intω + ϕ

in outtω + ϕ



Phase Locked Loop: dq-PLL

vvα

vβ

qv

dv 12 π

ω

ω

PI 1s

gfV

θθθ

f ˆff

,α β

,d q

+

+

0

cos( )sin( )

cos( ) sin( )sin( ) cos( )

in

in

d out out

q out out

VV

V

V VV V

α

β

α

β

θ⎡ ⎤ ⎡ ⎤=⎢ ⎥ ⎢ ⎥θ⎣ ⎦⎣ ⎦θ θ⎡ ⎤ ⎡ ⎤⎡ ⎤

=⎢ ⎥ ⎢ ⎥⎢ ⎥− θ θ⎣ ⎦ ⎣ ⎦⎣ ⎦

11pi

KsT

⎛ ⎞+⎜ ⎟

⎝ ⎠

)sin( outinV θθ −

s1

)sin( inV θ

)cos( inV θ− inω

outθ

ω

α

β

d

q

)(tv

vd vq θout

θin

θin- θout



Alcuni risultati

buco di tensione salto di fase cambio di frequenza

RIF V. Kaura, V. Blasko, Operation of a phase locked loop system under distorted utility conditions, IEEE Transactions on Industry Applications, Volume 33, Issue 1, Jan.-Feb. 1997 pp. 58 – 63

Se-Kyo Chung, A Phase Tracking System for Three Phase Utility Interface Inverters, IEEE Transactions on Power Electronics, VOL. 15, NO. 3, May 2000, pp. 431-438

S.M. Silva, B.M. Lopes, B.J.C. Filho, R. P. Campana, W.C. Bosventura, "Performance evaluation of PLL algorithms for single-phase grid-connected systems" IAS Annual Meeting, 2004, pp. 2259 – 2263.

R.W. Wall, “Simple methods for detecting zero crossing,” IEEE IECON’03, pp. 2477-2481



Controllo di corrente del convertitore

L’obiettivo è realizzare una strategia di controllo che combini i vantaggi di una compensazione armonica con la necessità di assicurare un buon inseguimento di corrente

Lo standard IEEE 1547 indica un limite del 5 % per il fattore di totale distorsione armonica della corrente con un limite del

4 % per ciascuna armonica dispari dalla 3a alla 9a

2 % per ciascuna armonica dispari dalla 11a alla 15a

gv

v∗gi

dG ( s ) fG ( s )PIG ( s )i∗

e

v∗ idG ( s ) fG ( s )P RESG ( s )+

i∗

e

PI P+RESRIF D.N. Zmood, D.G. Holmes, G.H. Bode, “Frequency-domain analysis of three-phase linear current regulators”, IEEE

Trans. on Ind. App., vol. 37, pp. 601-610, March-April 2001.

R. Teodorescu, F. Blaabjerg, M. Liserre and P. Chiang Loh, “A New Breed of Proportional-Resonant Controllers and Filters for Grid-Connected Voltage-Source Converters” IEE proceedings on Electric Power Applications, Vol. 153, No. 5, September 2006, pp. 750 – 762.

R. A. Mastromauro, M. Liserre, A. Dell’Aquila, R. Teodorescu “Performance Comparison of Current Controllers with Harmonic Compensations for Single-Phase Grid Converter” OPTIM 2006.



1 01

1 02

1 03

- 1 8 0

- 9 0

0

9 0

1 8 0

Phas

e (d

eg)

B o d e D ia g r a m

F r e q u e n c y ( H z )

- 2 0 0

- 1 0 0

0

1 0 0

2 0 0

Mag

nitu

de (d

B)

- 2 0 0

- 1 0 0

0

1 0 0

2 0 0

3 0 0

4 0 0

Mag

nitu

de (d

B)

1 01

1 02

1 03

- 1 8 0

- 9 0

0

9 0

1 8 0

Phas

e (d

eg)

B o d e D ia g r a m

Fr e q u e n c y ( H z )

-100

0

100

200

300

400

Mag

nitu

de (d

B)

B ode Diag ram

Frequenc y (Hz )10

110

210

3-180

-90

0

90

180

Phas

e (d

eg)

2 2

100010 ss ω

++ 2 2

1000 1101 0.1

sss ω

⎛ ⎞⎛ ⎞+⎜ ⎟⎜ ⎟++⎝ ⎠⎝ ⎠

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2-2

1.5

-1

0.5

0

0.5

1

1.5

2inout

Uso di controllori risonanti

2 2

ss ω+

MdF



Uso di controllori risonanti

1 0 1 1 0 2 1 0 3-1 0

0

1 0

2 0

3 0

4 0

5 0

6 0

Mag

nitu

de [d

b]

1 0 1 1 0 2 1 0 3-1 8 0

-1 6 0

-1 4 0

-1 2 0

-1 0 0

-8 0

-6 0

-4 0

-2 0

0

F re q ue nc y [H z]

Pha

se [G

rad]

w i tho u t ha rm . c o m p .w i th ha rm . c o m p .

w i tho u t ha rm . c o m p .w i th ha rm . c o m p .

fund

3 rd

5 th

7 th

P M = 7 2 g rd

c ro s s -o ve r fre q = 4 6 0 H z

1 0 1 1 0 2 1 0-6

-4

-2

0

2

4

Mag

nitu

de [d

b]

1 0 2 1 0 3-1 0 0

-8 0

-6 0

-4 0

-2 0

0

F re q ue nc y [H z]

Pha

se [G

rad]

w i th ha rm . c o m p .w itho ut ha rm . c o m p .

w i th ha rm . c o m p .w i tho ut ha rm . c o m p .

3 rd 5 th 7 th

fund

B W = 6 5 0 H z

-3 d B

margine di stabilità72°

larghezza dibanda

650 Hz

-150

-100

-50

0

1 2 3-540

-450

-360

-270

PR+HCPIP

P

PI

PR+HC-150

-100

-50

0

1 2 3-540

-450

-360

-270

PR+HCPIP

P

PI

PR+HC

P

PI

PR+HC1. Diagramma di Bode del

sistema in anello aperto 2. Diagramma di Bode del

sistema in anello chiuso3. Reiezione ai disturbi

1 2

3pK

2 2iK s

s + ω

2 23,5,7... ( )

i h

h

K ss h=

⋅+ ⋅∑ ω

Σu∗

ddi∗

i

i∗

Σ



La norma CEI 11-20 costituisce il riferimento per gli schemi di collegamento alla rete degli impianti di produzione che convertono ogni forma di energia utile in energia elettrica in corrente alternata definendo i compiti spettanti ai dispositivi di protezione:

Dispositivo del generatore

Dispositivo di interfaccia

Dispositivo generale

I carichi dell’impianto dell’autoproduttore sono divisi in due sezioni:

Sezione non abilitata al funzionamento in isola

Sezione abilitata al funzionamento in isola

Anti-islanding



Islanding“sostentamento di una sezione della rete pubblica da parte dei/del sistema di

generazione distribuita, in assenza di alimentazione dalla rete principale”

L’islanding può essere causato da una serie di eventi:

Un guasto sulla linea a monte dell’invertitore;

Disconnessioni intenzionali per manutenzione;

Errore umano o atti dolosi;

Fenomeni naturali.

Potenziali isole elettriche



IslandingL’islanding deve essere evitato per una

serie di motivi:

Mancanza di controllo sulla frequenza e tensione nell’isola elettrica con responsabilità di danni alle apparecchiature delle utenze;

Rischio per il personale addetto alla manutenzione;

Sviluppo di elevate sovracorrenti in fase di richiusura dell’interruttore di linea;

Mancanza di coordinamento delle protezioni.

La norma IEEE Std. 929-2000 definisce l’invertitore anti-islanding:

“invertitore che interrompe la fornitura di energia nei carichi in un tempo inferiore a 2

s in caso di islanding”Carico RLC parallelo risonante alla frequenza di 50 Hz con quality factor pari a 2.5



Metodi di rilevazione dell’islandingMetodi passivi:

Attraverso il monitoraggio delle grandezze elettriche

Metodi attivi:

Interni all’invertitore:Attraverso il principio “perturba e osserva”

RIF W. Bower, M. Ropp, Evaluation of islanding detection methods for photovoltaic utility interactive power systems, Report IEA PVPS T5-09, 2002

F. De Mango, M. Liserre, A. Dell’Aquila and A. Pigazo “Overview of anti-islanding algorithms for PV systems. Part I: passive methods ” EPE-PEMC 2006.

F. De Mango, M. Liserre, A. Dell’Aquila“Overview of anti-islanding algorithms for PV systems. Part II: active methods ” EPE-PEMC 2006.

Esterni o in linea:Attraverso una comunicazione tra rete e invertitore



Variazione di tensione e frequenza nel sistema in isola

(%)P∆

(%)P∆(%)Q∆

Se la potenza reattiva erogata dall’invertitore è nulla la frequenza nel sistema in isola si porta al valore di risonanza del carico RLC. Nel caso la potenza reattiva non sia nulla

risulta

QQQ DGload ∆−=

Se la potenza attiva erogata dall’invertitore è uguale a quella assorbita dal carico la tensione non varia. Se invece c’è una differenza

allora

con

PPP DGload ∆−=



Non Detection Zone (NDZ)Zona in cui non è possibile rilevare l’islanding perché le variazioni delle grandezze monitorate

sono troppo piccole e non distinguibili dai disturbi di rete

NDZ teorica



Iniezione di potenza attiva e reattiva

Feedback dell’ampiezza e della frequenza della tensione misurate dal PLL

( )nv VVKdP −⋅=

( )ffKdQ nf −⋅=



Iniezione di potenza attiva e reattivaAlgoritmo anti-islanding con iniezione di

potenza attivaAlgoritmo anti-islanding con iniezione di

potenza reattiva



Iniezione di potenza attiva e reattivaSuperamento della soglia di frequenza al

variare di Kf e della potenza reattiva iniettataSuperamento della soglia di tensione al variare di

Kv e della potenza attiva iniettata





Convertitori per sistemi eoliciControllo della potenza Classificazione dei sistemi eoliciL’elettronica di potenza nei sistemi eoliciLow voltage ride-through (LVRT)



Sistemi eolici

Controllo della potenza

Classificazione dei sistemi eolici

L’elettronica di potenza nei sistemi eoliciConvertitori ac/acControllo lato generatore e lato reteFunzionamento stand-alone

Low voltage ride-through (LVRT)




Power conversion &power control

Wind powerPower converter

(optional)


Power conversionPower transmission Power transmission

Supply grid

Consumer

Rotor Gearbox (optional) Generator

Electrical Power

Electrical control

Power control

QrefPref



Cp

Cp;max

�

Ptur =1

2CpρAvv

3wind

λ =vtip

vwind=

rrtωrt

vwind


0

0

0

Power [PU]

Vindhastighed [m/s]

P

0.25

0.50

0.75

1

5 10 15 20 25 30

Stall control

Wind speed [m/s](a)

Ptur

v4

v3

v1

PoptPmax

v2

Pnom

v >v >v >v4 3 2 1

!rt

5 10 15 20 25 30

0.25

0.50

0.75

1

Power [PU] Active Stall control

0Wind speed [m/s]

(b)

0.25

0.50

0.75

1

5 10 15 20 25 30Wind speed [m/s]

(c)

Power [PU] Pitch




RIF S. Heier, “Grid integration of wind energy conversion systems”, Wiley, 2006

Z. Lubosny “Wind Turbine Operation in Electric Power Systems Advance Modeling”Springer, Berlin - Heidelberg, 2003, Hardcover, 259 pages, ISBN 3-540-40340-X.



Sistemi eolici


Wind powerPower converter

(optional)


Power conversionPower transmission Power transmission

Supply grid

Consumer

Rotor Gearbox (optional) Generator

Electrical Power

Nacelle in wind turbine Vestas V80-2 MW



Generatore asincrono direttamente connesso alla rete

Necessita di compensatori di potenza reattivaLa differenza è nel metodo di controllo della potenza (Stall, Pitch, ActiveStall)E’ possibile usare numero di poli variabile o due generatori funzionanti a diversa velocità

Velocità variabile risoluzione 1 bitNon è possibile ridurre le oscillazioni di

potenza immesse in rete

Poles 50 Hz grid (rpm) 2 30004 15006 10008 750

10 60012 500

Produttori:Produttori: Vestas, Siemens, Nordex, Bonu Energy, Mitsubishi, Vestas, Siemens, Nordex, Bonu Energy, Mitsubishi, Norwin, REpowerNorwin, REpower

Intervallo di potenza:Intervallo di potenza: da 0.6 MW a 2.3 MWda 0.6 MW a 2.3 MWMercato:Mercato: 20 %20 %

numero poli variabile

due generatori



Intervallo di velocità più esteso

Minor stress meccanico e oscillazioni di potenza

Possibilità di un miglior controllo dello scorrimento (Optislip®)

Svantaggi

Necessaria la compensazione della potenza reattivaIntervallo di velocità comunque limitato intorno al 5-10 % della velocità nominale Maggiori perdite nel rotore (95 kW per una turbina da 2 MW)

Rr < < Rr Rr

Generatore asincrono con resistenza rotorica variabile

Net

DFAG

Produttori:Produttori: Vestas e GamesaVestas e GamesaIntervallo di potenza:Intervallo di potenza: da 0.66 MW a 1.8 MWda 0.66 MW a 1.8 MWMercato:Mercato: 11 %11 %



Generatore asincrono doubly-fed

intervallo limitato di regolazione di velocità (dal -50% al +30% intorno alla velocità di sincronismo)

è necessario il rotismo e i contatti striscianti per alimentare il rotore avvolto

è possibile controllare la potenza

è sufficiente un convertitore dimensionato per una frazione della potenza complessiva del sistema

Produttori:Produttori: Vestas, Gamesa, GE Wind, Nordex, REpower Systems, DEWindVestas, Gamesa, GE Wind, Nordex, REpower Systems, DEWind

Intervallo di potenza:Intervallo di potenza: da 0.85 MW a 4.2 MWda 0.85 MW a 4.2 MW

Mercato:Mercato: 50 %50 %



Turbina da 4.5 MW (V120) della Turbina da 4.5 MW (V120) della VestasVestas, con , con doublydoubly--fedfed e controllo e controllo

di passo per parchi offdi passo per parchi off--shore shore

Esempio



Generatore asicrono con convertitore back-to-back

intervallo completo di regolazione di velocitànon sono necessari i contatti strisciantiè necessario il variatore di velocitàè possibile controllare la potenzaè necessario un convertitore dimensionato per la potenza complessiva del sistemaprincipalmente in configurazione stand-alone

Produttori:Produttori: VertecoVerteco ((convertitoreconvertitore al 50% al 50% delladella potenzapotenza nominalenominale), ), NegNeg MiconMicon, Siemens , Siemens




High wind condition + reactive power compensation

High wind conditionConvertitore proposto da Convertitore proposto da VertecoVerteco per lper l’’upgradeupgrade di di impianti con generatore impianti con generatore

asincrono da 600 asincrono da 600 kWkWusando un convertitore usando un convertitore

backback--toto--backback da 300 da 300 kWkW

riduzioneriduzione dellodello stress stress meccanicomeccanicocontrollocontrollo potenzapotenza reattivareattiva senzasenza banchibanchididi condensatoricondensatori

Esempio



Generatore sincrono

intervallo completo di regolazione di velocità è possibile far a meno del variatore di velocità per adattare la velocità (in caso si usi il generatore multipolare –aumentoingombro e peso - )

è necessario un convertitore dimensionato per la potenza complessiva del sistemaè possibile controllare potenza attiva e reattivasono necessari i contatti striscianti e un piccolo convertitore per il circuito di eccitazione o i magneti permanentigeneratori sincroni a magneti permanenti a flusso assiale sono usati nel minieolico (< 30 kW)

Produttori:Produttori: Enercon, Largey, Mitsubishi, Pfleiderer Wind Energy, LeitWind (AEnercon, Largey, Mitsubishi, Pfleiderer Wind Energy, LeitWind (ABB) BB)


Mercato:Mercato: 16 % (senza variatore di velocit16 % (senza variatore di velocitàà))

raddrizzatore a diodi + chopper

o invertitore



da da ““WindBlattWindBlatt 02/0302/03””

turbina turbina EnerconEnercon da da 300 300 kWkW con generatore con generatore

sincrono sincrono multipolaremultipolareistallata in Antartideistallata in Antartide

Esempio 1



Turbina Turbina MultibridMultibrid da da 5 MW con generatore sincrono 5 MW con generatore sincrono

multipolaremultipolare (Multi) e uso di (Multi) e uso di rotismo ibrido (rotismo ibrido (bridbrid) per ) per

applicazioni offshoreapplicazioni offshore

ProkonProkon NordNordGeneratore sincrono a magneti Generatore sincrono a magneti permanenti permanenti surfacesurface mountedmounted e a e a flusso radialeflusso radiale

Convertitore NPC della Convertitore NPC della AlstomAlstom 3 3 kVkV

Esempio 2



Generatore sincrono Generatore sincrono multipolaremultipolare a flusso assiale a flusso assiale da 25 kW prodotto dalla JONICA IMPIANTI da 25 kW prodotto dalla JONICA IMPIANTI

(JIMP)(JIMP)

Esempio 3



Convertitori ac/acA

B

C

sw1

sw2

sw3

Generator filterNet filter

Matrix Converter

Grid filter

Net filter Generator filter

Two-level back-to-back VSI

NPC back-to-back



Controllo lato generatore e lato rete

gearbox generator

firingunit

externalresistor

B6 bridge IGBT

A

CB

slipcontroller

n

iu,

wind

turbine

transformer

eqv

refθ

Pitchmechanism

θ

)( eqvf=θ

PWM PWM

Rotor-sidevectorcontrol

Grid-sidevectorcontrol

gi

gvdcu

risisvrw

refsP _ refsQ _ refdcu _ refrQ _

DFIGGearbox Transformer

Turbine

C

rw)( rs wfP =

Look-up table

Inductor

Look-up table

eqv

refθ

Pitchmechanism

θ

)( eqvf=θ

PWMconverter

PWMconverter Capacitor

wind

al di sotto della potenza nominale il generatore funziona senza il controllo dello scorrimentoal di sopra della potenza il controllo dello scorrimento cerca di limitare la potenza

Convertitore lato rete: tensione dc e reattivoConvertitore lato generatore: garantire disaccoppiamento del controllo della potenza attiva e reattiva del generatore

optiopti--slipslip doublydoubly--fedfed



Funzionamento stand-aloneIl ruolo del convertitore lato rete cambia (da “grid feeding” a “grid forming” )possibile alimentare un singolo carico o una microreteIn questo secondo caso è necessario un controllo della potenza attiva e reattiva tipo “droop control”

grid forminggrid forming droop controldroop control

RIF Josep M. Guerrero, Luis García de Vicuña, José Matas, Miguel Castilla, and Jaume Miret, “ A Wireless Controller to Enhance Dynamic Performance of Parallel Inverters in Distributed Generation Systems” IEEE TRANSACTIONS ON POWER ELECTRONICS, VOL. 19, NO. 5, SEPTEMBER 2004, 1205-1213.



Low voltage ride-throughCapacità del sistema eolico di tollerare buchi di tensione (generalmente causati da guasti sulla rete) senza disconnettersi:

• in passato: non richiesto• recentemente (Germania, Spagna, ecc): non disconnetersi• futuro prossimo (Australia, Quebec, ecc): tollerare tensione nulla e controllare l’iniezione di

corrente anche durante il buco di tensione

Studio dei buchi di tensioneStrategie di LVRT



Studio dei buchi di tensioneI buchi di tensione sono riduzioni di tensione di breve durata causati da cortocircuiti di rete o dall’avviamento di motori di grossa taglia

I buchi di tensione sono considerati uno degli aspetti più importanti della power quality

RIF M. H. J. Bollen, Understanding Power Quality Problems: Voltage Sags and Interruptions. IEEE Press, 2002.



Influenza del trasformatore

ff pf

f g

ZV V

Z Z=

+

apV

bpV

cpV

abV

bcV

caV

asVcsV

bsVBus 1 Bus 2



Influenza del trasformatore

aV

bV

cV

aV

bV

cV

aV

bV

cV

aV

bV

cV

aV

bV

cVGuasti Buco visto al bus 1 Buco visto al bus 2trifase tipo A tipo A

monofase tipo B tipo Cbifase a terra tipo E tipo F

fase-fase tipo C tipo D

Guasti Buco visto al bus 1 Buco visto al bus 2trifase tipo A tipo A

monofase tipo B tipo Cbifase a terra tipo E tipo F

fase-fase tipo C tipo D

GuastiGuasti Buco visto al bus 1Buco visto al bus 1 Buco visto al bus 2Buco visto al bus 2trifasetrifase tipo Atipo A tipo Atipo A

monofasemonofase tipo Btipo B tipo Ctipo Cbifase a terrabifase a terra tipo Etipo E tipo Ftipo F

fase-fasefase-fase tipo Ctipo C tipo Dtipo D

aV

bV

cV

aV

bV

cV

aV

bV

cV



Strategie di LVRTi sistemi eolici devono essere tolleranti ai guasti per un breve periodo di tempo

non ci sono speciali specifiche riguardo la potenza

quando la tensione è troppo bassa è richiesto ai sistemi eolici di grossa taglia di passare al controllo della tensione tramite generazione di potenza reattiva

Energinet.dk specifications 2004

la capacità dei sistemi eolici di superare i buchi di tensione dipende anche dal dimensionamento dell’invertitore che connette il sistema alla rete e dal sistema di immagazzinamento capacitivo in continua (se ridotto la conversione è quasi-diretta)

ma è il controllo il vero responsabile della LVRT

RIF A. V. Timbus, P. Rodriguez, R. Teodorescu, M. Liserre, and F Blaabjerg, Flexible Active Power Control of Distributed Power Generation Systems Running on Faulty Grid, IEEE Transactions on Industrial Electronics, 2007.



Conclusioniconvertitore front-end: sincronizzazione e controllo

monitoraggio delle condizioni di rete

controllo in condizioni grid-connected/stand-alone

low voltage ride-through

parchi (no generazione distribuita) o cluster (controllo distribuito, comunicazione, ecc.)

Convertitori Statici Per La Gestione Dell'Energia Da Fonti Rinnovabili

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